标准规范下载简介
DL／T 5608-2021 电源规划设计规程.pdf1.0.1为了更好地适应电源绿色低碳发展需要，规范电源规划设 计工作，制定本标准。 1.0.2本标准适用于省级及以上地区电源规划设计，以及水电流 域、电源基地等电源专项规划设计，省级以下电源专项规划设计参 照执行。 1.0.3电源规划是电力规划的重要支撑，是电网规划的前提和基 础。电源规划分为综合规划和专项规划，各规划间应有效衔接。 1.0.4电源规划设计分为五年、中期、长期三个阶段。五年规划 侧重于电源建设项目优化调整；中期规划为5年～15年，侧重于 电源结构和布局研究；长期规划为15年以上，侧重于电源可持续 发展、能源电力合理流向等战略问题的研究。 1.0.5电源规划设计除应符合本标准的规定外，尚应符合国家现 行有关标准的规定。
2.1.1说明规划区域相关电力系统现况，其中电源部分应包括电 源装机容量、结构及其发电量，电源运行主要技术经济指标，区外 送受电情况等。 2.1.2分析规划区域目前电源运行及发展存在的主要问题，内容 宜包括供需、调峰、消纳、设备出力受阻等问题，以及已采取的技术 和政策措施。
2.2.1说明与发电能源供应有关的国家政策、指导意见和发展规 划等，内容应包括国家能源发展规划，对能源消费总量的控制，对 各类能源开发的政策或控制性规划，能源基地开发建设的指导意 见，能源发展与国民经济、环境约束之间的关系等。 2.2.2说明规划区域发电能源的供应现状，内容宜包括煤炭、油 气和核燃料来源的总量、种类、价格和运输等情况。 2.2.3分析规划区域发电能源的种类、供应能力和开发前景，应 包括下列内容： 1水电资源的蕴藏量、技术可开发量、经济可开发量、开发利 用情况及开发规划； 2煤炭、油气、核燃料等能源的储量、分布、生产能力及开发 利用情况，能源调入（出）总量及用于发电资源数量； ，3风能、太阳能、生物质能、地热能、海洋能等可再生能源的 资源蕴藏情况，技术可开发量，开发利用情况，开发利用前景；风能 和太阳能所属资源等级和资源特性；规划期内风能、太阳能等可再
舟山与大陆联网大跨越线路土石方工程施工方案生能源的开发利用规划。
2.2.4电源有燃料储运需求的，还应对电力可用的铁路运输能 力、航运能力、港口码头吞吐能力、天然气管线现状和发展规划等 进行分析。
2.3.1规划中待选电源宜具备相应的前期工作基础，水电宜有普 查或流域水电规划，抽水蓄能、火电、核电等电源宜有厂址普查报 告，风电、太阳能发电等电源宜有风、光资源普查报告。 2.3.2根据不同规划阶段，对各类电源建设条件的说明可由详到 略有所不同，应符合下列原则： 1水电及流域水电宜说明名称、站址、规划容量、单机容量、 设计年发电量、保证出力、水库调节特性、代表水文年出力过程、前 期工作进展情况及主要技术经济指标等，抽水蓄能电站还应说明 日抽水（或发电）小时数； 2煤电、油气、核电电源宜说明名称、厂址、规划容量、单机容 量、设计年发电利用小时数、燃料供应、前期工作进展情况及主要 技术经济指标； 3风能、太阳能发电电源宜按资源区域说明名称、厂址、规划 容量、设计年发电利用小时数、出力特性、前期工作进展情况及主 要技术经济指标；， 4生物质能、地热能、海洋能等其他类型待选电源宜说明主 要技术经济指标。
2.3.1规划中待选电源宜具备相应的前期工作基础，水电宜有普
源和新建电源（含规划期内投产、未投产）
3.0.1电力需求现状分析应收集国民经济、社会发展和电力电1 的相关信息，主要资料包括：规划区域的国民经济、社会发展的厂 史资料以及发展规划、发展战略等，规划区域电力电量、电力负不 特性的历史资料。
3.0.2根据规划任务的要求，电力需求水平宜采用相关电力
3.0.4若无合适的预测成果可以引用，应开展电力需
究，内容应包括电力需求现状分析、需电量预测、电力负荷预测、负 荷特性预测等。必要时还应进行分区域电力需求预测，分区划久 宜参照行政区划、分区电网管理的分界线或者电网连接的薄享 断面。
产值单耗法、人均电量法、弹性系数法、回归分析法、时间序列法、 专家预测法等。
产值单耗法、人均电量法、弹性系数法、回归分析法、时间序列法
3.0.6应通过研究分析用电结构、负荷特性的历史数据和变化超
3.0.6应通过研究分析用电结构、负荷特性的历史数据和变化趋 势，进行电力负荷特性预测并给出负荷特性参数，根据需电量和负 荷特性预测结果进行电力负荷预测，
场景，必要时可进行敏感性分析。 3.0.8宜根据电力尖峰负荷持续时间以及实际需求侧响应资源，
3.0.8宜根据电力尖峰负荷持续时间以及实际需求侧响应资源
合理选择需求侧响应比例，
3.0.9电力负荷特性预测宜编制电力负荷曲线，包括日负荷、年 负荷、周负荷以及年持续负荷曲线等。
4.1.1电力电量平衡应包括电力平衡、电量平衡、调峰平衡。 4.1.2宜选择规划期内近期逐年及中长期代表年进行逐月（或代 表月）电力平衡、电量平衡、调峰平衡计算。 4.1.3水电比重较大的系统应选择枯水年进行电力平衡，平水年 进行电量平衡，必要时还应对丰水年和特枯水年进行校核。 4.1.4新能源电源比重较大的系统，应结合电源出力特性参与电 力平衡。
4.1.5应进行规划区域的全网电力平衡、电量平衡、调峰平衡，
4.2.1电力系统应设置一定的备用容量，包括负荷备用、事故备 用、检修备用，应符合下列原则： 1负荷备用容量为最大发电负荷的2%～5%； 2事故备用容量为最大发电负荷的10%左右，但不小于系 统一台最大机组或馈入最大容量直流的单极容量； 3检修备用容量应结合电源结构、负荷特性、设备质量、检修 水平等情况确定，检修备用容量的选取应确保周期性地检修所有 运行机组。 4.2.2对于跨区的联网送电，一般考虑送端承担外送容量的电源 检修备用，受端承担受电容量的负荷备用和事故备用。
量；储能电站按可替代的火电容量参加平衡；核电一般可按开机容 量承担工作容量；区外送受电按照送受端协议确定送电容量；系统 其余工作容量由火电承担
4.2.4当年新增机组宣按投产月份参加电力平衡。
4.2.6电力平衡中应计入与区外交换的电力。
4.3.1非燃煤发电电源的年利用小时数及发电量由其自身特点 决定。风电、太阳能发电和其他可再生能源的年利用小时数主要 根据资源特性决定，可取规划区域内的平均值。 4.3.2对水电比重较大的系统或可能发生水电电量不能充分利 用情况的系统，应计算弃水电量。对新能源电源占比较大的系统 应计算新能源弃电量
4.3.1非燃煤发电电源的年利用小时数及发电量由其自身特点
4.3.5电量平衡结果应给出各类电源的利用小时数及弃电量等。
4.4.1水电比重较大的系统宜选择平水年进行调峰平衡计算；对 新能源比重较大的系统进行调峰平衡计算时，应对新能源不同出 力场景进行计算。
新能源比重较大的系统进行调峰平衡计算时，应对新能源不同出 力场景进行计算。 4.4.2应优先利用水电、蓄能电站的调峰能力，其次考虑调节性 能较好的大容量、高效率的纯凝火电（含燃气）机组承担部分调峰 任务，光热电站、蓄热电站等非常规调峰电源根据其运行特性承担 部分调峰任务，核电机组可降出力承担调峰任务
4.4.2应优先利用水电、蓄能电站的调峰
4.4.3现有火电机组的调峰能力应按照实际核定情况考，规划 火电机组可根据不同机型采用典型值，对于热电联产机组应考虑 采暖期和非采暖期调峰能力差异。必要时，可考虑300MW及以 下火电机组的启停调峰。
4.4.4调峰平衡应考虑区外送受电特性的影响。
5.1.1电源规划设计应在国民经济和社会发展规划的指导下开 展，满足国民经济和社会可持续发展、更大范围内资源优化配置和 电力体制改革等要求。 5.1.2电源规划设计宜以相关规划为依据或参考，上级规划是下 级规划的指导，下级规划是上级规划的基础，应注意有效衔接 5.1.3应根据电力、电量及调峰平衡结果，结合区内能源资源及 电力系统特点，研究电源总量、结构和布局，提出优化的电源建设 方案。 5.1.4针对推荐电源规划方案，应提出分阶段电源建设项目、建 设规模、投资估算，进行环境和社会影响分析以及上网电价预测 分析。 5.1.5应结合所在省份和区域电力市场建设和运行情况，考虑电
5.1.4针对推荐电源规划方案，应提出分阶段电源建设项目、建 设规模、投资估算，进行环境和社会影响分析以及上网电价预须 分析。
5.1.5应结合所在省份和区域电力市场建设和运行情况，考虑电 源规划方案与电力市场的适应性，
5.2电源规划方案拟定
2.1 电源规划方案拟定应考虑下列主要因素： 1 电力负荷需求： 2 区域能源资源特点和发电一次能源供应能力； 3 各类电源的建设条件、建设周期、投产进度； 4 系统调峰要求； 5 电网发展的适应性； 6 电网接受区外来电的条件、能力及外送电力需求； 7 区域生态环境、社会环境、节能和可再生能源消纳要求。
5.2.2应以待选电源为基础，针对研究问题，优选提出2个～3 个参与比选的电源规划方案。 5.2.3提出的各参与比选方案，均应满足研究系统电力、电量、调 峰和供热等需要
5.2.2应以待选电源为基础，针对研究问题，优选提出2个～
5.2.3提出的各参与比选方案，均应满足研究系统电力、电量、训
5.3.1对提出的多个电源规划方案，宜从技术、经济、环境和社会 影响等方面进行综合比较，并对重要因素进行敏感性和风险分析。 5.3.2技术比较宜从能源供应稳定性、能源消耗情况、电源建设 条件和运行条件、系统发电可靠性、系统装机容量利用程度、调峰 需求满足程度、水电及新能源弃电量以及对电网安全性、可靠性， 运行灵活性的影响等方面进行分析
5.3.3经济比较宜采用年费用比较法，各方案可只计算费用的差 值部分。
5.3.7综合技术、经济、环境、社会等因素,宜从能源供应稳定性
电源发电可靠性、区内外送受电经济合理性、系统调峰、适应新能 源开发利用、上网电价、环保指标、电力市场风险等方面进行分机 论证，提出电源规划方案的结论和建议
5.4投资估算和上网电价测算
5.4.1应提出投资估算编制原则及依据，对电源规划推荐方案进 行投资估算，列出工程建设规模及投资估算
5.4.2宜根据电源规划推荐方案规划期内的投资流，按照合理补 偿成本、合理确定收益和依法计入税金的原则，对电源规划推荐方 案进行上网电价测算
5.4.3宜根据电力电量平衡得出的各类型电源发电利用小时数，
5.4.3宜根据电力电量平衡得出的各类型电源发电利用小时数 综合考虑项目经济寿命周期内成本、费用等情况，对各类型电源进 行上网电价测算。
5.4.4宜对各类型电源上网电价与标杆电价进行对比分析，提出
5.4.4对各类型电源上网电价与标杆电价进行对比分析，提 相应的建议和意见。
1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”； 2）表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”； 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合... 的规定”或“应按执行”
《电源规划设计规程》DL/T5608一2021，经国家能源局2021 年4月26日以第3号公告批准发布。 本标准制订过程中，编制组进行了广泛的调查研究，总结了多 年来我国电源规划、设计、运行的实践经验，并结合能源领域结构 调整、绿色低碳、技术创新、体制改革等新需要，在广泛征求研究机 构、电力企业等相关单位意见的基础上，最终确定了各项技术 内容。 为便于产大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本 标准时能正确理解和执行条文规定，编制组按章、节、条顺序编制 了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意 的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同 等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。
2.1电源现况及存在问题 (19 2.2发电能源供应 (19 电力需求预测 (20） 电力电量平衡 (21 4.1一般要求 (21） 4.2电力平衡 (21） 4.3电量平衡 ( 22 4.4调峰平衡 （22） 电源规划方案论证 （23） 5. 1 一般要求 (23） 5.2电源规划方案拟定 (23） 5.3方案比较分析 (24 (24）
2.1电源现况及存在问题
2.1电源现况及存在问题
2.1.1电源运行主要技术经济指标可根据实际情况确定，包括各 类发电设备年平均利用小时数、平均厂用电率、煤耗、发电成本、上 网电价、新能源弃电量等。
2.2.3对于规划区域属于能源输入省份或地区的，应分析输入各 类能源的来源、可获得性、输入规模和可持续性。对于规划区域属 于能源输出省份或地区的，应考能源电力输出对规划区域自身 发电能源供应的影响。规划区域抽水蓄能站址资源也应予以 说明。
3.0.6电力负荷特性参数主要有日负荷率、日最小负荷率β、月 不均衡系数。、季不均衡系数p、年最大负荷利用小时数Tmax、年最 大负荷利用率3、尖峰负荷持续时间、分区负荷同时率等。 3.0.8主要考虑大于或等于97%最大负荷、大于或等于95%最 大负荷、大于或等于90%最大负荷等三个区间范围的尖峰负荷持 续时间。
4.1.1电力电量平衡的主要目的是确定满足系统最大负荷需求 的电源装机容量及系统负荷峰谷变化需要的调峰容量，为电源方 案拟定和调峰电源方案设计提供依据。平衡可根据规划电源情况 采用典型日法或者随机生产模拟计算程序等。 4.1.2对于火电为主的系统可对年内代表月进行平衡，对于水电 比重较大的系统可对年内逐月进行平衡。 4.1.3对于水电比重较大且调节性能差的地区或周负荷波动较 天的地区宜选用周典型负荷曲线进行平衡。
4.2.3可信容量的定义：根据风电或太阳能电站的出力概率分
4.2.3可信容量的定义：根据风电或太阳能电站的出力概率分 布，在一定的可接受概率下，风电或太阳能电站可以替代常规可调 度电源参与电力平衡的容量。储能电站的定义：可进行电能存储、 转换及释放的储能电源，包括抽水蓄能电站、电化学储能等。
度电源参与电力平衡的容量。储能电站的定义：可进行电能存储、 转换及释放的储能电源，包括抽水蓄能电站、电化学储能等。 4.2.5受阻容量是指电源额定容量与实际发电能力之差。对于 煤电、油气、核电电源，由于设备缺陷、燃料、环境气温等可能造成 部分机组受阻。抽气式供热机组在热负荷较天时，背压式供热机 组在热负荷较低时不能满发。水电机组由于运行水头低于设计水 头而受阻的称为水头受阻容量；由于水量不足而受阻的称为水量 受阻容量，主要发生在径流式电厂中。对一个水电厂来说，水头受 限平均分配在每台机组上；水量受阻可调度集中于一台或几台机 组，这些机组可替代本厂的检修备用和其他机组的事故备用。 4.2.6电力平衡中与区外交换的电力应计入负荷或电源，如计入
负荷中，则送出到外系统电力视为负荷增加，由外系统送入电力视 为负荷减少；如计人电源中，则送出到外系统电力看作装机容量减 少，由外系统送入电力看作装机容量增加
为负荷减少；如计入电源中，则送出到外系统电力看作装机容量减 少，由外系统送入电力看作装机容量增加。 4.2.8水电空闲容量指水电厂装机容量扣除受阻后与水电厂承 担的工作容量和备用容量之差。火电盈亏容量指火电装机容量 （含燃气等）扣除受阻后与需要火电承担的工作容量和备用容量 之差。
4.3.5电源利用小时数计算时，电源装机容量应为考虑投产时间 折算后的年有效装机容量。
4.3.5电源利用小时数计算时，电源装机容量应为考虑投产时间 折算后的年有效装机容量。
4.4.3热电机组如果进行了灵活性改造，采暖期可根据其改造后 的调峰能力考虑。
5.1.2与电源规划相关的规划主要有能源发展规划、能源基地 （煤电基地、新能源基地）电源发展规划、城市热电供热规划、低热 值煤发电规划、新能源（风电、太阳能等）发电规划、流域水电建设 规划抽水蓄能电站发展规划核电发展规划等
5.2电源规划方案拟定
5.2.1电网发展的适应性主要体现在因电源布局差异较大而造 成的电网建设差异。电网接受区外来电的条件和能力应包括现有 区外送受电情况、在建区外送受电项目、区外送受电合同、协议或 规划等GBT 33814-2017 焊接H型钢(高清矢量版)，
5.2.2电源规划方案组合优选时宜遵循以下原则
（1)优先考虑条件优越、经济指标好的水电建设和流域梯级 开发； （2）积极推进可再生和清洁能源发电； （3）因地制宜建设热电联产和低热值煤发电，加快煤电转型升 级，不宜出现煤电倒流； （4）调峰不足地区，应加强调峰电源建设； （5）结合燃气供应情况，有序发展燃气电站； （6）具备核电站址地区，结合核电发展政策适当建设核电。 电源优选时，水电宜考虑防洪、航运、工农业用水等；煤电、油 气电源宜考虑能源流向、用地、供水、资源消耗等；核电宜考虑厂址 条件、供水等；风能、太阳能发电电源宜考虑资源、厂址条件等；生 物质电站宜考虚厂址条件、燃料供应、资源利用等
5.2.3在不能确定拟定电源规划方案能否满足电力电量和调峰 平衡的情况下，应通过电力平衡计算确定装机容量大小是否合适， 通过电量平衡计算确定火电机组利用小时是否合适，通过调峰平 衡计算确定系统是否存在调峰困难的情况。必要时，应计算水电、 风电、太阳能发电的弃电量，确定电源方案是否合适
5.3.3年费用主要包括投资、生产成本及损耗三部分。投资部分 包括煤矿、运输、发电广、电网和补充装机投资等；生产成本部分包 括发电厂燃料费、燃料运输费，发电厂和电网维护费等；损耗部分 包括输电网损费、发电一次能源输送及转化能源损耗费等。若方 案技术方面差异较大时，还应考虑方案不同部分的投资及运行 费用。
5.4投资估算和上网电价测算
5.4.1各类型电源投资单价可参照规划编制年发电工程限额设 计控制指标或同一地区实际投运的同类型项目投资费用。对造价 变化较快的储能装置及风电、太阳能发电等新能源脱贫攻坚投资基金城乡供水巩固提升子基金碧江区项目监理C1标段监理招标文件定稿.pdf，应充分考虑技 术进步对其造价的影响，合理估算投资单价。